JP6347995B2 - コークス炉ガスによりメタノール及び合成天然ガスを同時生産する方法並びに該方法を達成するためのプラント - Google Patents
コークス炉ガスによりメタノール及び合成天然ガスを同時生産する方法並びに該方法を達成するためのプラント Download PDFInfo
- Publication number
- JP6347995B2 JP6347995B2 JP2014125647A JP2014125647A JP6347995B2 JP 6347995 B2 JP6347995 B2 JP 6347995B2 JP 2014125647 A JP2014125647 A JP 2014125647A JP 2014125647 A JP2014125647 A JP 2014125647A JP 6347995 B2 JP6347995 B2 JP 6347995B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- methanol
- methane synthesis
- methane
- synthesis
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 533
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 501
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 290
- 239000000571 coke Substances 0.000 title claims description 69
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 64
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 15
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 337
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 284
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 77
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 73
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 71
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 56
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 47
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 46
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 38
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 35
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 28
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 28
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 23
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 23
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 16
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 15
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 9
- 230000003009 desulfurizing effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 68
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 48
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 48
- UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N Naphthalene Chemical compound C1=CC=CC2=CC=CC=C21 UFWIBTONFRDIAS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 32
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 32
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 32
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 32
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 18
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 18
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 17
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 16
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 description 15
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 14
- 239000012495 reaction gas Substances 0.000 description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 13
- 125000001741 organic sulfur group Chemical group 0.000 description 13
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 12
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 11
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 10
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 10
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 9
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 7
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 5
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 4
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000011278 co-treatment Methods 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000003701 inert diluent Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
Description
本発明の目的は、コークス炉ガスによりメタノール及び合成天然ガスを同時生産する方法を提供することである。本発明の別の目的は、メタノール及び合成天然ガスを同時生産するためのプラントであって、コーカーと組合せて使用されるプラントを提供することである。該方法及びプラントは、低額の投資及び運転コストで稼働させることができ、リソースの最大活用を達成することができる。
コークス炉ガスによりメタノール及び合成天然ガスを同時生産する方法であって、前記方法が、
(1)少なくとも1種のコークス炉ガスを前処理する工程、
(2)前処理したコークス炉ガスに少なくとも1種の炭素含有ガスを加えることにより、水素/炭素比を調整する工程、
(3)生じる混合ガスを圧縮及び脱硫し、次にメタノール合成反応を実施する工程、
(4)生じるメタノール合成反応生成物を高メタノール流と低メタノール流とに分離する工程、
(5)低メタノール流を、直列につながれた2つ又は3つのメタン合成反応器中でのメタン合成反応に付す工程、並びに
(6)生じるメタン合成反応生成物から水を分離することにより、合成天然ガスを生産する工程
を含む方法。
第1のメタン合成反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃、好ましくは260〜330℃、更に好ましくは260〜320℃であり、圧力が1.0〜8.5MPa、好ましくは2.5〜7.5MPa、更に好ましくは3.5〜7.5MPaであり、そして空間速度が2000〜15000h−1、好ましくは5000〜13000h−1、更に好ましくは8000〜12000h−1であるという条件で稼働でき;そして
第2のメタン合成反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃、好ましくは250〜330℃、更に好ましくは250〜310℃であり、圧力が0.8〜8.3MPa、好ましくは2.3〜7.3MPa、更に好ましくは3.3〜7.3MPaであり、そして空間速度が2000〜10000h−1、好ましくは3000〜10000h−1、更に好ましくは5000〜8000h−1であるという条件で稼働できる
ことを特徴とする、前記解決法のいずれか1つの方法。
第1のメタン合成反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃、好ましくは260〜330℃、更に好ましくは260〜320℃であり、圧力が1.0〜8.5MPa、好ましくは2.5〜7.5MPa、更に好ましくは3.5〜7.5MPaであり、そして空間速度が2000〜15000h−1、好ましくは5000〜13000h−1、更に好ましくは8000〜12000h−1であるという条件で稼働でき;
第2のメタン合成反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃、好ましくは250〜330℃、更に好ましくは250〜310℃であり、圧力が0.8〜8.3MPa、好ましくは2.3〜7.3MPa、更に好ましくは3.3〜7.3MPaであり、そして空間速度が2000〜10000h−1、好ましくは4000〜10000h−1、更に好ましくは5000〜9000h−1であるという条件で稼働でき;そして
第3のメタン合成反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃、好ましくは250〜320℃、更に好ましくは250〜300℃であり、圧力が0.7〜8.2MPa、好ましくは2.2〜7.2MPa、更に好ましくは3.2〜7.2MPaであり、そして空間速度が2000〜10000h−1、好ましくは4000〜10000h−1、更に好ましくは6000〜9000h−1であるという条件で稼働できる
ことを特徴とする、前記解決法のいずれか1つの方法。
メタノール及び合成天然ガスを同時生産するためのプラントであって、少なくとも1つのコーカーと組合せて使用されるプラントであり、ここで、前記プラントは、
(1)少なくとも1つのコークス炉ガス前処理ユニット、
(2)少なくとも1つのCO2捕捉ユニット、
(3)少なくとも1つの圧縮及び脱硫ユニット、
(4)少なくとも1つのメタノール合成ユニット、
(5)少なくとも1つのメタン合成ユニット、及び
(6)場合により少なくとも1つの深冷分離ユニット
を含み;
前記コークス炉ガス前処理ユニットの少なくとも1つの入口は、前記コーカーの少なくとも1つのコークス炉ガス出口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記CO2捕捉ユニットの少なくとも1つの入口は、前記コーカーの少なくとも1つの煙道ガス出口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記CO2捕捉ユニットの少なくとも1つの出口及び前記コークス炉ガス前処理ユニットの少なくとも1つの出口は、少なくとも1つの混合装置(例えば、ミキサー及び/又は三方管)を介して、前記圧縮及び脱硫ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記圧縮及び脱硫ユニットの少なくとも1つの出口は、前記メタノール合成ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記メタノール合成ユニットの少なくとも1つの出口は、少なくとも1つの精製装置(例えば、水洗浄カラム)を介して、前記メタン合成ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通しており;そして
前記メタン合成ユニットの少なくとも1つの出口は、場合により前記深冷分離ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通している
プラント。
コークス炉ガスは、水素に富んだガスであり、5〜8の水素/炭素比を有することさえある。本発明では、水素/炭素比とは、(nH2−nCO2)/(nCO+nCO2)のことをいう[ここで、nH2、nCO2及びnCOは、それぞれH2、CO2及びCOのモル数である]。コークス炉ガスには、メタノールの生産におけるか合成天然ガスの生産におけるかには関わらず、過剰水素の問題が存在する。
(1)少なくとも1種のコークス炉ガスを前処理する工程、
(2)前処理したコークス炉ガスに少なくとも1種の炭素含有ガスを加えることにより、水素/炭素比を調整する工程、
(3)生じる混合ガスを圧縮及び脱硫し、次にメタノール合成反応を実施する工程、
(4)生じるメタノール合成反応生成物を高メタノール流と低メタノール流とに分離する工程、
(5)低メタノール流を、直列につながれた2つ又は3つのメタン合成反応器中でのメタン合成反応に付す工程、
(6)生じるメタン合成反応生成物から水を分離することにより、合成天然ガスを生産する工程
を含む。
第1の反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃であり、圧力が1.0〜8.5MPaであり、そして空間速度が2000〜15000h−1であるという条件で稼働でき;そして
第2の反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃であり、圧力が0.8〜8.3MPaであり、そして空間速度が2000〜10000h−1であるという条件で稼働できる。
第1の反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃であり、圧力が1.0〜8.5MPaであり、そして空間速度が2000〜15000h−1であるという条件で稼働でき;
第2の反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃であり、圧力が0.8〜8.3MPaであり、そして空間速度が2000〜10000h−1であるという条件で稼働でき;そして
第3の反応器では:固定床反応器を使用し;そしてこの固定床反応器は、軸流型、放射流型、又は軸流−放射流型であってよく、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を充填することができ、そして入口温度が250〜350℃であり、圧力が0.7〜8.2MPaであり、そして空間速度が2000〜10000h−1であるという条件で稼働できる。
(1)少なくとも1つのコークス炉ガス前処理ユニット、(2)少なくとも1つのCO2捕捉ユニット、(3)少なくとも1つの圧縮及び脱硫ユニット、(4)少なくとも1つのメタノール合成ユニット、(5)少なくとも1つのメタン合成ユニット、並びに(6)場合により少なくとも1つの深冷分離ユニットを含み;
前記コークス炉ガス前処理ユニットの少なくとも1つの入口は、前記コーカーの少なくとも1つのコークス炉ガス出口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記CO2捕捉ユニットの少なくとも1つの入口は、前記コーカーの少なくとも1つの煙道ガス出口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記CO2捕捉ユニットの少なくとも1つの出口及び前記コークス炉ガス前処理ユニットの少なくとも1つの出口は、少なくとも1つの混合装置(例えば、ミキサー及び/又は三方管)を介して、前記圧縮及び脱硫ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記圧縮及び脱硫ユニットの少なくとも1つの出口は、前記メタノール合成ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通しており;
前記メタノール合成ユニットの少なくとも1つの出口は、少なくとも1つの精製装置(例えば、水洗浄カラム)を介して、前記メタン合成ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通しており;そして
前記メタン合成ユニットの少なくとも1つの出口は、場合により前記深冷分離ユニットの少なくとも1つの入口と(直接的又は間接的に)連通している。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付すことにより、H2 57.25%、C2H6 3.15%、CH4 26.61%、CO 7.06%、CO2 2.81%及びN2 3.12%(水素/炭素比=5.52)の組成を有する供給ガスが生成した。この供給ガスは、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、5.0MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に230℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 52.93%、C2H6 2.91%、CH4 24.60%、CO 6.53%、CO2 10.14%、N2 2.88%(水素/炭素比=2.57)の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付すことにより、H2 57.25%、C2H6 3.15%、CH4 26.61%、CO 7.06%、CO2 2.81%及びN2 3.12%(水素/炭素比=5.52)の組成を有する供給ガスが生成した。この供給ガスは、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、7.8MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に230℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 52.67%、C2H6 2.90%、CH4 24.48%、CO 6.49%、CO2 10.59%、N2 2.87%(水素/炭素比=2.46)の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付すことにより、H2 57.25%、C2H6 3.15%、CH4 26.61%、CO 7.06%、CO2 2.81%及びN2 3.12%(水素/炭素比=5.52)の組成を有する供給ガスが生成した。この供給ガスは、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、7.8MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に230℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 52.50%、C2H6 2.89%、CH4 24.40%、CO 6.47%、CO2 10.88%、N2 2.86%(水素/炭素比=2.4)の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付すことにより、H2 57.25%、C2H6 3.15%、CH4 26.61%、CO 7.06%、CO2 2.81%及びN2 3.12%(水素/炭素比=5.52)の組成を有する供給ガスが生成した。この供給ガスは、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、7.0MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に230℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 52.76%、C2H6 2.90%、CH4 24.53%、CO 6.51%、CO2 10.42%、N2 2.88%(水素/炭素比=2.50)の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付すことにより、H2 57.25%、C2H6 3.15%、CH4 26.61%、CO 7.06%、CO2 2.81%及びN2 3.12%(水素/炭素比=5.52)の組成を有する供給ガスが生成した。この供給ガスは、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、6.0MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に230℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 51.58%、C2H6 2.84%、CH4 23.97%、CO 6.36%、CO2 12.44%、N2 2.81%(水素/炭素比=2.08)の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付すことにより、H2 57.25%、C2H6 3.15%、CH4 26.61%、CO 7.06%、CO2 2.81%及びN2 3.12%(水素/炭素比=5.52)の組成を有する供給ガスが生成した。この供給ガスは、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、4.4MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に230℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 54.01%、C2H6 2.97%、CH4 25.10%、CO 6.66%、CO2 8.31%、N2 2.95%(水素/炭素比=3.06)の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付すことにより、H2 57.25%、C2H6 3.15%、CH4 26.61%、CO 7.06%、CO2 2.81%及びN2 3.12%(水素/炭素比=5.52)の組成を有する供給ガスが生成した。この供給ガスは、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、4.4MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に230℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 53.86%、C2H6 2.96%、CH4 25.03%、CO 6.64%、CO2 8.57%、N2 2.94%(水素/炭素比=2.98)の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。煙道ガス中のCO2のほとんどは、吸収カラム内の複合アミン溶媒に吸収させた。CO2を吸収した溶媒を、CO2を分離するために再生カラムに送った。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付し、そして煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、8.4MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に220℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 53%、C2H6 2%、CH4 28%、CO 6%、CO2 10%、N2 1%の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。圧力スイング吸着により純度99%のCO2ガスを得た。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付して、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、5.4MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に220℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 53%、C2H6 2%、CH4 28%、CO 6%、CO2 10%、N2 1%の組成を有する供給ガスが生成した。
コーカーの燃焼室から放出された煙道ガスをCO2捕捉システムに導入した。膜分離により純度99%のCO2ガスを得た。コークス炉ガスは、タール油除去、ベンゼン除去及びナフタレン除去を包含する前処理に付して、煙道ガスから捕捉したCO2と混合した。生じる混合物は、6.4MPaまで圧縮し、NHD法で脱硫し、次に220℃に加熱して、水素化コンバータに送ることにより、コークス炉ガス中の有機硫黄を無機硫黄に変換し、次にZnOで精密脱硫することにより、硫黄総量を0.1ppm以下のレベルに制御して、H2 53%、C2H6 2%、CH4 28%、CO 6%、CO2 10%、N2 1%の組成を有する供給ガスが生成した。
Claims (20)
- コークス炉ガスによりメタノール及び合成天然ガスを同時生産する方法であって、前記方法が、
(1)少なくとも1種のコークス炉ガスを前処理する工程、
(2)前処理したコークス炉ガスに少なくとも1種の炭素含有ガスを加えることにより、水素/炭素比を調整する工程、
(3)生じる混合ガスを圧縮及び脱硫し、次にメタノール合成反応を実施する工程、
(4)生じるメタノール合成反応生成物を高メタノール流と低メタノール流とに分離する工程、
(5)低メタノール流を、直列につながれた2つ又は3つのメタン合成反応器中でのメタン合成反応に付す工程、
(6)生じるメタン合成反応生成物から水を分離することにより、合成天然ガスを生産する工程
を含み、
前記炭素含有ガスを、生じる混合ガスが、2.2〜2.7の水素/炭素比[ここで、該水素/炭素比は、(nH 2 −nCO 2 )/(nCO+nCO 2 )であり、nH 2 、nCO 2 及びnCOは、それぞれH 2 、CO 2 及びCOのモル数である]を有するような量で加え、
メタノール合成反応が、ワンススルー反応であり、メタノール合成反応の前にはメタン水蒸気変換が実施されない、方法。 - 前記炭素含有ガスが、CO及び/又はCO2であることを特徴とする、請求項1に記載の方法。
- 前記炭素含有ガスが、コーカーから放出された煙道ガスから捕捉されたCO2であることを特徴とする、請求項2に記載の方法。
- 前記炭素含有ガスを、生じる混合ガスが、2.45〜2.5の水素/炭素比を有するような量で加えることを特徴とする、請求項1に記載の方法。
- 低メタノール流を、直列につながれた2つ又は3つのメタン合成反応器に送る前に、水洗浄に付し、そして水洗浄流をメタン合成反応器に送ることにより、メタン合成反応を実施することを特徴とする、請求項1に記載の方法。
- 直列につながれた3つの断熱メタン合成反応器を使用し、ここで、第1のメタン合成反応器の入口温度は、250℃〜350℃であり、第1のメタン合成反応器の出口温度は、500℃〜680℃であり、第2及び第3のメタン合成反応器は、第1のメタン合成反応器よりも低い温度で稼働することを特徴とする、請求項1に記載の方法。
- 合成天然ガスを、深冷分離に付すことにより、液化天然ガスを生産することを特徴とする、請求項1に記載の方法。
- メタノール合成反応に少なくとも1種のCu系メタノール合成触媒を使用し、メタン合成反応に少なくとも1種のNi系メタン合成触媒を使用することを特徴とする、請求項1に記載の方法。
- メタノール合成反応を、少なくとも1種の固定床反応器で実施し、この反応器は、少なくとも1種のCu系メタノール合成触媒が充填され、入口温度が200〜240℃であり、反応圧力が1.5〜9.0MPaであり、空間速度が2000〜12000h−1であるという条件で稼働することを特徴とする、請求項1に記載の方法。
- 2つのメタン合成反応器を使用し、
第1のメタン合成反応器では:少なくとも1種のNi系メタン合成触媒が充填され、入口温度が250〜350℃であり、圧力が1.0〜8.5MPaであり、空間速度が2000〜15000h−1であるという条件で稼働する、固定床反応器を使用し;
第2のメタン合成反応器では:少なくとも1種のNi系メタン合成触媒が充填され、入口温度が250〜350℃であり、圧力が0.8〜8.3MPaであり、空間速度が2000〜10000h−1であるという条件で稼働する、固定床反応器を使用し、
第2のメタン合成反応器は、第1のメタン合成反応器の稼働温度よりも低い温度で稼働することを特徴とする、請求項1に記載の方法。 - 3つのメタン合成反応器を使用し、
第1のメタン合成反応器では:少なくとも1種のNi系メタン合成触媒が充填され、入口温度が250〜350℃であり、圧力が1.0〜8.5MPaであり、空間速度が2000〜15000h−1であるという条件で稼働する、固定床反応器を使用し;
第2のメタン合成反応器では:少なくとも1種のNi系メタン合成触媒が充填され、入口温度が250〜350℃であり、圧力が0.8〜8.3MPaであり、空間速度が2000〜10000h−1であるという条件で稼働する、固定床反応器を使用し;
第3のメタン合成反応器では:少なくとも1種のNi系メタン合成触媒が充填され、入口温度が250〜350℃であり、圧力が0.7〜8.2MPaであり、空間速度が2000〜10000h−1であるという条件で稼働する、固定床反応器を使用し;
第2のメタン合成反応器は、第1のメタン合成反応器の稼働温度よりも低い温度で稼働し;
第3のメタン合成反応器は、第2のメタン合成反応器の稼働温度よりも低い温度で稼働することを特徴とする、請求項1に記載の方法。 - メタノール及び合成天然ガスを同時生産するためのプラントであって、少なくとも1つのコーカーと組合せて使用されるプラントであり、ここで、前記プラントは、(1)少なくとも1つのコークス炉ガス前処理ユニット、(2)少なくとも1つのCO2捕捉ユニット、(3)少なくとも1つの圧縮及び脱硫ユニット、(4)少なくとも1つのメタノール合成ユニット、(5)少なくとも1つのメタン合成ユニット、並びに(6)場合により少なくとも1つの深冷分離ユニットを含み;
前記コークス炉ガス前処理ユニットの少なくとも1つの入口は、前記コーカーの少なくとも1つのコークス炉ガス出口と連通しており;
前記CO2捕捉ユニットの少なくとも1つの入口は、前記コーカーの少なくとも1つの煙道ガス出口と連通しており;
前記CO2捕捉ユニットの少なくとも1つの出口及び前記コークス炉ガス前処理ユニットの少なくとも1つの出口は、少なくとも1つの混合装置を介して、前記圧縮及び脱硫ユニットの少なくとも1つの入口と連通しており;
前記圧縮及び脱硫ユニットの少なくとも1つの出口は、前記メタノール合成ユニットの少なくとも1つの入口と連通しており;
前記メタノール合成ユニットの少なくとも1つの出口は、少なくとも1つの精製装置を介して、前記メタン合成ユニットの少なくとも1つの入口と連通しており;
前記メタン合成ユニットの少なくとも1つの出口は、場合により前記深冷分離ユニットの少なくとも1つの入口と連通しており、
前記メタノール合成反応器が、少なくとも1つのワンススルー反応器であり、
前記プラントが、メタン水蒸気変換装置を1つも含まない、プラント。 - 前記メタノール合成ユニットが、少なくとも1つのメタノール合成反応器及び少なくとも1つのメタノール分離装置を含む、請求項12に記載のプラント。
- 前記メタノール合成反応器が、固定床反応器の形態である、請求項13に記載のプラント。
- 前記メタノール合成反応器に、少なくとも1種のCu系メタノール合成触媒が充填されている、請求項13又は14に記載のプラント。
- 前記メタノール分離装置が、少なくとも1つの気液分離装置及び/又は少なくとも1つの精留カラムを含む、請求項13に記載のプラント。
- 前記メタン合成ユニットが、直列につながれた2つ又は3つのメタン合成反応器、及び少なくとも1つのメタン分離装置を含む、請求項12に記載のプラント。
- 前記メタン合成反応器が、固定床反応器の形態である、請求項17に記載のプラント。
- 前記メタン合成反応器が、同一であるか又は異なっている、請求項17に記載のプラント。
- 前記メタン合成反応器に、少なくとも1種のNi系メタン合成触媒が充填されている、請求項17に記載のプラント。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310240935.2A CN104232195B (zh) | 2013-06-18 | 2013-06-18 | 一种利用焦炉气联产甲醇和合成天然气的方法 |
CN201310240935.2 | 2013-06-18 |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2015007039A JP2015007039A (ja) | 2015-01-15 |
JP2015007039A5 JP2015007039A5 (ja) | 2017-06-22 |
JP6347995B2 true JP6347995B2 (ja) | 2018-06-27 |
Family
ID=52221107
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2014125647A Active JP6347995B2 (ja) | 2013-06-18 | 2014-06-18 | コークス炉ガスによりメタノール及び合成天然ガスを同時生産する方法並びに該方法を達成するためのプラント |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6347995B2 (ja) |
CN (1) | CN104232195B (ja) |
UA (1) | UA118650C2 (ja) |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104418703B (zh) * | 2013-09-04 | 2017-02-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种以焦炉气为原料的串联甲醇、甲烷合成工艺 |
CN104447196B (zh) * | 2014-12-19 | 2016-03-30 | 北京宝塔三聚能源科技有限公司 | 一种以焦炉气为原料联产甲醇和甲烷的工艺 |
JP6134347B2 (ja) * | 2015-03-30 | 2017-05-24 | 積水化学工業株式会社 | 有価物生成方法及び装置 |
CN105016297B (zh) * | 2015-07-03 | 2017-09-19 | 赛鼎工程有限公司 | 一种合成气的制备方法 |
CN105061142B (zh) * | 2015-07-31 | 2018-02-06 | 赛鼎工程有限公司 | 一种由焦炉煤气合成低碳醇并副产氢气的工艺 |
FR3050206B1 (fr) | 2016-04-15 | 2018-05-11 | Engie | Dispositif et procede d'hydrogenation pour produire du methanol et dispositif et procede de cogeneration de methanol et de methane de synthese |
CN106281519B (zh) * | 2016-10-21 | 2021-09-14 | 山西高碳能源低碳化利用研究设计院有限公司 | 带有膜分离器的焦炉煤气甲烷化装置和方法 |
CN106753628A (zh) * | 2017-01-19 | 2017-05-31 | 上海华西化工科技有限公司 | 一种焦炉煤气制lng联产甲醇的方法及装置 |
CN108101749A (zh) * | 2017-07-19 | 2018-06-01 | 湖北申昙环保新材料有限公司 | 焦炉煤气生产甲醇的方法 |
CN108409531A (zh) * | 2018-05-07 | 2018-08-17 | 陈峰华 | 利用兰炭尾气生产甲醇、天然气、合成氨的系统及方法 |
CN110182761B (zh) * | 2019-05-05 | 2023-03-21 | 杨皓 | 一种焦炉气转化制合成气的工艺 |
EP4026822A4 (en) * | 2019-09-03 | 2023-10-11 | National University Corporation Shizuoka University | METHOD AND SYSTEM FOR PRODUCING METHANE |
CN112742336B (zh) * | 2020-11-27 | 2022-12-02 | 中国煤层气集团有限公司 | 一种碳氢气化反应器 |
CN113150849A (zh) * | 2021-05-26 | 2021-07-23 | 杨皓 | 一种焦炉气生产lng的改进工艺 |
CN114773154A (zh) * | 2022-06-09 | 2022-07-22 | 迁安市乾元科技有限公司 | 一种用焦炉煤气联产lng和甲醇的方法 |
CN115888313B (zh) * | 2022-11-11 | 2024-05-31 | 西南化工研究设计院有限公司 | 焦炉煤气制燃料电池氢气和管道天然气的产能调节工艺 |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE2729921C3 (de) * | 1977-07-02 | 1985-01-03 | Metallgesellschaft Ag, 6000 Frankfurt | Verfahren zur Erzeugung eines mit Erdgas austauschbaren Gases |
JPH04243845A (ja) * | 1991-01-25 | 1992-08-31 | Nippon Steel Corp | 製鉄排ガスとコークス炉ガスを用いたメタノールの製造方法 |
JP2000109440A (ja) * | 1998-08-06 | 2000-04-18 | Nippon Steel Corp | メタノ―ルの合成方法 |
CN1373113A (zh) * | 2002-03-20 | 2002-10-09 | 郭拥军 | 一种焦炉气合成甲醇的方法 |
CN101550052B (zh) * | 2008-11-19 | 2013-04-03 | 新奥新能(北京)科技有限公司 | 含甲烷合成气生产甲醇联产甲烷工艺 |
CN101597527B (zh) * | 2009-07-07 | 2012-12-19 | 山西科灵环境工程设计技术有限公司 | 一种利用焦炉气制取合成天然气的方法 |
CN101607859B (zh) * | 2009-07-21 | 2012-09-05 | 太原理工大学 | 一种焦炉气生产甲烷的工艺 |
CN101704712B (zh) * | 2009-10-29 | 2012-09-05 | 山西焦化股份有限公司 | 焦炉煤气配水煤气低压合成甲醇工艺方法 |
CN102079689B (zh) * | 2009-11-30 | 2012-04-25 | 四川达兴能源股份有限公司 | 生产甲醇的方法和设备 |
CN102585951B (zh) * | 2012-03-07 | 2014-03-12 | 四川天一科技股份有限公司 | 一种由焦炉气联产液化合成天然气、纯氢和甲醇的新工艺 |
-
2013
- 2013-06-18 CN CN201310240935.2A patent/CN104232195B/zh active Active
-
2014
- 2014-06-18 UA UAA201406869A patent/UA118650C2/uk unknown
- 2014-06-18 JP JP2014125647A patent/JP6347995B2/ja active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP2015007039A (ja) | 2015-01-15 |
CN104232195B (zh) | 2017-02-08 |
CN104232195A (zh) | 2014-12-24 |
UA118650C2 (uk) | 2019-02-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP6347995B2 (ja) | コークス炉ガスによりメタノール及び合成天然ガスを同時生産する方法並びに該方法を達成するためのプラント | |
CN102585951B (zh) | 一种由焦炉气联产液化合成天然气、纯氢和甲醇的新工艺 | |
JP2015007039A5 (ja) | ||
CN106629600B (zh) | 粗合成气吸附催化制氢工艺及其设备 | |
US20180171250A1 (en) | Process for producing a substitute natural gas from synthesis gas | |
CN103351894B (zh) | 焦炉煤气联合煤气化炉煤气合成天然气工艺 | |
CN103232312A (zh) | 异丁烷脱氢制备异丁烯的装置及工艺 | |
CN103303863A (zh) | 由焦炉气制取氨合成气的方法 | |
CN204211707U (zh) | 利用焦炉煤气与高炉煤气联合生产天然气与液氨的装置 | |
CN102899112B (zh) | 一种生产合成天然气的方法及装置 | |
CN102776043B (zh) | 一种带循环的多级甲烷化兰炭尾气制天然气方法 | |
CN101775319A (zh) | 一种由煤制取合成天然气sng的方法及其工艺装置 | |
CN102876411B (zh) | 一种生产合成天然气的方法及装置 | |
CN104388138A (zh) | 利用焦炉煤气联合生产天然气与氢气的方法 | |
CN110655939B (zh) | 一种中低温干馏荒煤气经耐硫均温甲烷化制lng的系统及方法 | |
CN104419483B (zh) | 一种精细控制产品质量的焦炉气甲烷合成工艺 | |
CN107245357A (zh) | 一种用于粉煤气化合成气制天然气的节能工艺 | |
CN102776041A (zh) | 一种多级甲烷化的兰炭尾气制天然气方法 | |
US9334454B2 (en) | Method for producing synthesis natural gas using straw gas | |
CN214456841U (zh) | 一种废弃生物质碳制氢的装置 | |
CN104418703A (zh) | 一种以焦炉气为原料的串联甲醇、甲烷合成工艺 | |
CN103992198B (zh) | 一种以焦炉煤气为原料生产苯的工艺 | |
CN105368514B (zh) | 生产合成天然气的方法及装置 | |
KR101628661B1 (ko) | 합성천연가스 제조장치 및 제조방법 | |
CN103013598A (zh) | 一种合成天然气的生产方法和装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20150304 |
|
RD04 | Notification of resignation of power of attorney |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424 Effective date: 20160201 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20170509 |
|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20170509 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20170913 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20170926 |
|
A601 | Written request for extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601 Effective date: 20171220 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20180112 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20180508 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20180530 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6347995 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |